СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ КУСТА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2018 года по МПК F17D5/00 

Изобретение относится к области добычи природного газа и газового конденсата, в частности к управлению технологическими процессами куста скважин при добыче газа и газового конденсата с определением и поддержанием в газосборном коллекторе и в шлейфе, идущем от куста, максимального значения давления, предусмотренного технологическим режимом, при соблюдении заданных режимов работы каждой скважины данного куста.

Известна система автоматического поддержания давления на кусте скважин, включающая регулирующие устройства и датчики давления [патент на полезную модель RU 62656, опубл. 27.04.2007]. Недостатком указанного способа, лежащего в основе функционирования данной системы, является то, что в нем не учитываются особенности эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений, в частности при управлении технологическим процессом отсутствует контроль расхода газа по каждой скважине, соответственно, отсутствует возможность соблюдения геологических ограничений по расходу скважины.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является система адаптивного автоматического управления производительностью куста газовых скважин, включающая ПИД-регуляторы расхода газа, подключенные к скважинам и соединенные входом с датчиками расхода газа, а выходом с исполнительными механизмами скважин, задатчики производительности и регулятор давления газа в газосборном коллекторе куста скважин [патент на изобретение RU №2559268, опубл. 10.08.2015]. Существенным недостатком данной системы является то, что в ней так же, как и в предыдущей системе, не учитываются особенности эксплуатации газоконденсатных месторождений, в частности отсутствует возможность автоматического определения и поддержания максимального значения давления в общем коллекторе куста с учетом геологических и технологических ограничений каждой скважины (максимальные и минимальные границы расходов, давлений и положений клапанов регуляторов). Также в указанном изобретении отсутствует возможность автоматического распределения нагрузки по всем скважинам куста, участвующим в процессе регулирования.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является автоматическое поддержание максимального значения давления в шлейфе куста газовых и газоконденсатных скважин, предусмотренного технологическим режимом, для обеспечения стабильной и наиболее эффективной работы технологических процессов на установке комплексной подготовки газа (УКПГ), при соблюдении заданных геологических режимов работы каждой скважины куста.

При использовании заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в автоматическом определении и поддержании максимального значения давления в газосборном коллекторе куста газовых и газоконденсатных скважин (ККГС) и предусмотрен технологическим режимом;

автоматическое распределение нагрузки между скважинами куста, участвующими в процессе регулирования, пропорционально геологическим возможностям скважин по давлению;

автоматическая защита технологических режимов скважин, не допускающая выхода параметров скважин за установленные максимальные и минимальные ограничения работы скважин;

автоматическая стабилизация работы куста газовых и газоконденсатных скважин (КГС) путем минимизации влияния возникающих отклонений по давлению в коллекторе куста этих скважин в процессе их эксплуатации.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе посредством системы автоматического управления кустом газовых скважин (САУ КГС) посредством ПИД-регуляторов давления газа постоянно поддерживают максимальное значение давления газа Р_{куст_ф} в газосборном коллекторе куста скважин, предусмотренное технологическим режимом, путем управления клапанами регуляторами каждой скважины. Для этого на вход заданий ПИД-регуляторов подают найденное значение максимального давления Р_куст для газосборного коллектора куста скважин ККГС, а на вход обратных связей ПИД-регуляторов подают значение с датчика давления, установленного в газосборном коллекторе куста скважин Р_{куст_ф}. Для каждой скважины определяют интегральный и дифференциальный коэффициенты, которые вводят в ПИД-регуляторы при их настройке. Производят поиск максимального значения давления для ККГС Р_куст с учетом граничных значений - максимального и минимального значения расходов и давлений в каждой скважине, которые определяют во время проведения периодических газогидродинамических исследований скважин. Далее осуществляют поиск максимального давления в ККГС. Для этого оператор УКПГ в дистанционном режиме управления КГС, изменяя положения каждого клапана регулятора КР, создает такое давление в ККГС, при котором геологические параметры скважин (расход и давление) будут находиться между максимальными и минимальными ограничениями. При этом давление будет ближе к минимальному, а расход ближе к максимальному, и это давление в ККГС принимают за начальную уставку поддержания давления в ККГС Р_{куст_нач} для ПИД-регуляторов. Далее эту уставку увеличивают на величину (ΔР), равную 0,5÷1% от Р_{куст_нач},

Р_куст = Р_{куст_нач} + ΔР

и, когда в процессе ПИД-регулирования давление в ККГС достигнет заданного значения Р_куст, производят следующее увеличение Р_куст на ΔР и этот процесс продолжают до тех пор, пока одна из скважин куста не выйдет на ограничение по минимальному для нее давлению, или по максимальному расходу, или по верхнему положению КР, и эту величину найденного давления в коллекторе куста газовых скважин Р_{куст_макс}, за минусом коэффициента запаса (ΔР_кор), равного 1÷3% от Р_{куст_макс}, принимают за максимальное давление - уставку Р_куст в данном ККГС,

Р_куст = Р_{куст_макс} - ΔР_кор.

САУ КГС постоянно перераспределяет нагрузку между скважинами куста пропорционально геологическим возможностям скважин по давлению с помощью непрерывного расчета коэффициентов пропорциональности К_{п_с[i]} для каждой скважины, значения которых являются линейной функцией от давлений в скважинах Р_{скваж[i]},

К_{п_c}[i] = ƒ(Р_{скваж[i]}),

которую представляют в виде соотношения полученных ограничений и контролируемых величин

К_{п_c[i]} = (Р_{скваж[i]} - Р_{мин_с[i]}) ÷ (Р_{макс_с[i]} - Р_{мин_с[i]}) × (К_{п_макс_с[i]} - К_{п_мин_с[i]}) + К_{п_мин_c[i]},

с учетом следующих условий:

если К_{п_c[i]} < К_{п_мин_c[i]}, то

К_{п_c[i]} := К_{п_мин_c[i]},

если К_{п_с[i]} > К_{п_макс_с[i]}, то

К_{п_c[i]} := К_{п_макс_с[i]},

где i - номер скважины; Р_{скваж[i]} - текущие давления на устье скважин; Р_{мин_c[i]} - минимальное давления на устье скважин; Р_{макс_с[i]} - максимальное давления на устье скважин; К_{п_мин_с[i]} - минимальные значения коэффициентов пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перестают перемещаться; К_{п_макс_с[i]} - коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перемещаются с максимальными приращениями.

САУ КГС для каждой скважины куста постоянно отслеживает соответствие ее технологического процесса границам (его ограничениям) по давлению, расходу и положению клапана регулятора и в ситуации, когда скважины работают штатно - без выхода за установленные границы, на вход заданий ПИД-регуляторов КР скважин подают одно для всех задание уставку по давлению Р_куст[i], а в случае выхода параметров хотя бы одной скважины за границы, предусмотренной заданным технологическим режимом, для возврата в указанные пределы САУ КГС производит коррекцию величин уставок давлений в ККГС Р_куст[i] следующим образом:

- если текущий расход F_скв[i] в одной из скважин превышает значение максимального геологического ограничения F_скв[i] > F_{макс_скв[i]}, то САУ КГС производит уменьшение уставки давления Р_куст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения расхода, по следующему алгоритму,

F_{откл_макс[i]} = F_{макс_с[i]} - F_скв[i],

если F_{откл_макс[i]} < 0, то

Р_куст[i] = Р_куст[i] - (К_{кор_F[i]} × ⎪F_{откл_макс[i]}⎪),

где i - номер скважины; F_{макс_c[i]} - максимальные расходы на устье скважин; F_скв[i] - текущие расходы на устье скважин; К_{кор_F[i]} - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС,

- если текущий расход F_скв[i] в одной из скважин меньше значения минимального геологического ограничения F_скв[i] < F_{мин_скв[i]}, то САУ КГС производит увеличение уставки давления Р_куст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения расхода, по следующему алгоритму,

F_{откл_мин[i]} = F_скв[i] - F_{мин_c[i]},

если F_{откл_мин[i]} < 0, то

Р_куст[i] = Р_куст[i] + (К_{кор_F[i]} × ⎪F_{откл_мин[i]}⎪),

где i - номер скважины; F_{мин_с[i]} - минимальные расходы на устье скважин, предусмотренные технологическим режимом; F_скв[i] - текущие расходы на устье скважин; К_{кор_F[i]} - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС,

- если текущее Р_скв[i] давление в одной из скважин куста превышает значение максимального геологического ограничения Р_скв[i] > Р_{макс_скв[i]}, то САУ КГС производят увеличение уставки давления Р_куст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения давления, по следующему алгоритму,

Р_{откл_макс[i]} = Р_{макс_с[i]} - Р_скв[i],

если Р_{откл_макс[i]} < 0, то

Р_куст[i] = Р_куст[i] + (К_{кор_P[i]} × ⎪Р_{откл_макс[i]}⎪),

где i - номер скважины; Р_{макс_с[i]} - максимальные давления на устье скважин; Р_скв[i] - давления на устье скважин; К_{кор_P[i]} - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС,

- если давление Р_скв[i] в одной из скважин куста меньше значения минимального геологического ограничения Р_скв[i] < Р_{мин_скв[i]}, то САУ КГС производит уменьшение уставки давления Р_куст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения давления, по следующему алгоритму,

Р_{откл_мин[i]} = Р_скв[i] - Р_{мин_с[i]},

если Р_{откл_мин[i]} < 0, то

Р_куст[i] = Р_куст[i] - (К_{кор_P[i]} × ⎪Р_{откл_мин[i]}⎪),

где i - номер скважины; Р_{мин_c[i]} - минимальные давления на устье скважин; Р_скв[i] - текущие давления на устье скважин; К_{кор_P[i]} - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС, а в ситуации, когда положение клапана регулятора достигает границы ограничения по положению, САУ КГС отключает его от ПИД-регулятора и фиксирует в соответствующем значении ограничения по положению.

САУ КГС постоянно отслеживает отклонение ΔР - фактического давления в ККГС Р_{куст_ф} от уставки Р_куст и корректирует коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов скважин К_{п_c[i]} в зависимости от величины и направления отклонения давления ΔР следующим образом:

- если давление в ККГС Р_{куст_ф} больше уставки Р_{куст_ф} > Р_куст, то САУ КГС изменяет К_{п_с[i]} в большую сторону у тех скважин, давление которых ближе к минимальному ограничению по давлению в скважине Р_{мин_с[i]};

- если давление в ККГС Р_{куст_ф} меньше уставки Р_{куст_ф} < Р_куст, то САУ КГС изменяет К_{п_с[i]} в большую сторону у тех скважин, давление которых ближе к максимальному ограничению по давлению в скважине Р_{макс_с[i]};

- если вычисленный К_{п_с[i]} получается больше максимального значения пропорционального коэффициента К_{п_макс_c[i]}, то САУ КГС за К_{п_с[i]} берет К_{п_макс_с[i]]} по следующему алгоритму,

ΔР = Р_{куст_ф} - Р_куст,

ΔК_{п_вверх_с[i]} = К_{п_макс_с[i]} - К_{п_с[i]},

ΔК_{п_вниз_ [i]} = К_{п_с[i]} - К_{п_мин_с[i]},

если ΔР=0, то

К_{п_c[i]} = К_{п_c[i]},

если ΔР<0, то

К_{п_c[i]} = К_{п_c[i]} + (ΔК_{п_вниз_с[i]} × |ΔР|),

если ΔР>0, то

К_{п_c[i]} = К_{п_c[i]} + (ΔК_{п_вверх_c[i]} × |ΔР|),

если К_{п_c[i]} > К_{п_макс_c[i]}, то

К_{п_c[i]} = К_{п_макс_с[i]},

где i - номер скважины; К_{п_макс_c[i]} - коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перемещаются с максимальными приращениями; К_{п_мин_с[i]} - минимальные значения коэффициентов пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перестают перемещаться.

При возникновении ситуации, когда все скважины куста вошли в зону ограничений по давлению, расходу или по положению КР, САУ КГС производит остановку управляющих воздействий с ПИД-регуляторов на клапаны регуляторы с выдачей сообщения в автоматизированную систему управления технологическими процессами УКПГ о невозможности поддержания давления в ККГС.

Причинно-следственная связь между указанным техническим результатом и существенными признаками изобретения следующая. Используя результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, осуществляют настройку системы автоматического управления кустом газовых скважин (САУ КГС), которая обеспечивает в процессе эксплуатации автоматическое определение и поддержание максимального значения давления в газосборном коллекторе куста скважин. При этом реализуется автоматическое распределение нагрузки между скважинами куста пропорционально их геологическим возможностям по давлению, обеспечивается автоматическая защита технологических режимов скважин, не допускающая выхода параметров скважин за установленные максимальные и минимальные ограничения, автоматически стабилизируется работа куста скважин путем минимизации влияния существенных отклонений давления, возникающих в коллекторе куста этих скважин в процессе его эксплуатации. Заявляемая совокупность действий обеспечивает автоматическое управление технологическими процессами куста газовых и газоконденсатных скважин, полностью учитывает индивидуальные особенности эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений, что позволяет значительно повысить эффективность использования возможностей каждого куста газовых скважин. Также значительно снижается информационная нагрузка на оперативный персонал, что повышает его эффективность при принятии решений.

Изобретение поясняется иллюстративными материалами, где на фиг. 1 показана укрупненная структурная схема куста газовых и газоконденсатных скважин, на фиг. 2 показана структурная блок-схема системы автоматического управления кустом газовых и газоконденсатных скважин (САУ КГС).

На фиг. 1 и фиг. 2 использованы следующие обозначения:

1 - САУ КГС;

2 - газовая или газоконденсатная скважина;

3 - датчик расхода на устье скважины (FE);

4 - датчик давления на устье скважины (РТ);

5 - клапан регулятор (КР);

6 - датчик давления в газосборном коллекторе куста скважин (РТ);

7 - газосборный коллектор куста скважин (ККГС);

8 - шлейф от куста скважин до УКПГ;

9 - вход сигнала датчика 6 контроля давления в коллекторе ККГС 7;

10 - выходной управляющий сигнал САУ КГС на клапан-регулятор (КР) 5 (индивидуальный для КР каждой скважины куста);

11 - блок по определению ограничений на положения КР 5 (индивидуальный для каждой скважины куста), принцип работы и реализация данного блока описывается ниже в пунктах г и е;

12 - программно реализованный ПИД-регулятор;

13 - вход сигнала с датчика 4 контроля давления на устье скважины 2 (индивидуальный для каждой скважины куста);

14 - блок расчета коэффициента пропорциональности (индивидуальный для каждой скважины куста), принцип работы и реализация данного блока описывается ниже в пунктах б и д;

15 - вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального значения коэффициента пропорциональности (индивидуальный для каждой скважины куста);

16 - блок коррекции коэффициента пропорциональности при отклонении давления в коллекторе 7 ККГС от максимального значения (индивидуальный для каждой скважины куста), принцип работы и реализация данного блока описывается ниже в пункте д;

17 - вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального значения давления в скважине 2 (индивидуальный для каждой скважины куста);

18 - блок коррекции уставки SP для ПИД-регулятора при отклонениях давления газа на устье скважины 2 за пределы ограничений (индивидуальный для каждой скважины куста), принцип работы и реализация данного блока описывается ниже в пункте г;

19 - блок коррекции уставки SP для ПИД-регулятора при отклонениях расхода газа скважины 2 за пределы ограничений (индивидуальный для каждой скважины куста), принцип работы и реализация данного блока описывается ниже в пункте г;

20 - вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального расхода газа скважины 2 (индивидуальный для каждой скважины куста);

21 - вход сигнала с датчика 3 контроля расхода газа скважины 2 (индивидуальный для каждой скважины куста);

22 - блок поиска максимального значения давления в коллекторе 7 ККГС;

23 - вход для ввода оператором УКПГ задания максимального и минимального положения КР 5 (индивидуальный для каждой скважины куста).

В качестве блоков, средств измерения, запорной арматуры использованы стандартные средства. Блоки для вычислений и ПИД-регуляторы, указанные в заявке, реализованы на базе программируемого логического контроллера (ПЛК) контрольного пункта (КП) систем телемеханики КГС 1, а для реализации описываемого способа в ПЛК используются стандартизированные языки программирования МЭК (IEC) стандарта IEC61131-3.

Куст газовых и газоконденсатных скважин включает шлейфы скважин 2, на которых последовательно установлены датчики расхода газа 3, давления 4 и клапан-регулятор 5, объединенные в газосборный коллектор куста скважин 7, оснащенный датчиком давления 6, который соединен шлейфом куста 8 с коллектором сырого газа УКПГ. Выходы указанных датчиков соединены с системой автоматического управления кустом газовых скважин 1 (САУ КГС), содержащей программно реализованные ПИД-регуляторы 12 давления газа. Проводят гидродинамические исследования, замер промысловых данных по всем скважинам 2, по результатам которых осуществляют настройку системы автоматического управления кустом газовых скважин 1 (САУ КГС).

Посредством САУ КГС 1 реализуют автоматическое управление кустом газовых скважин, следующим образом:

а) постоянно поддерживают максимальное значение давления газа в ККГС 7. Для этого ПИД-регуляторы 12 управляют технологическим процессом скважин 2 клапанами-регуляторами КР 5, участвующими в процессе. Для этого на вход SP заданий каждого из ПИД-регуляторов 12 подают найденное блоком 22 максимального значения давления (уставки) в ККГС 7 Р_куст. На входе 9 для обратных связей PV ПИД 12 регуляторов подают текущее давление с датчика давления 6 в ККГС 7 Р_{куст_ф}. Для каждой скважины интегральный и дифференциальный коэффициенты для ПИД-регуляторов 12 определяют при настройке САУ КГС 1 [например, см. Энциклопедия АСУ ТП, п. 5.5., классический ПИД-регулятор, интернет ресурс http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning].

Поиск максимального значения давления для ККГС 7 Р_куст проводит блок 22 САУ КГС 1 с учетом граничных значений - максимального и минимального значения расходов, которые поступают от входов 20 и давлений от входа 17 по каждой скважине. Значения этих параметров определяются во время проведения периодических газогидродинамических исследований скважин и задаются на входах 17 и 20 оператором УКПГ.

Перед запуском САУ КГС в работу осуществляют настройку блока 22 поиска максимального давления в ККГС 7. Для этого оператор УКПГ в дистанционном режиме управления САУ КГС 1, изменяя положения КР 5 каждой скважины куста, создает такое давление в ККГС 7, при котором геологические параметры скважин (расход и давление) будут находиться между их максимальными и минимальными значениями - давление ближе к минимальному, а расход ближе к максимальному. Это давление в ККГС 7 принимают за начальную уставку поддержания давления в ККГС 7 Р_{куст_нач} для ПИД-регуляторов 12. Далее эту уставку увеличивают на величину (ΔР), равную 0,5÷1% от Р_{куст_нач}, т.е. задают

Р_куст = Р_{куст_нач} + ΔР

Когда в процессе ПИД-регулирования давление в ККГС 7 достигнет заданного значения Р_куст, производят следующее увеличение Р_куст на ΔР. Этот процесс продолжают до тех пор, пока одна из скважин куста не выйдет на ограничение по минимальному для нее давлению, или по максимальному расходу, или по верхнему положению КР, заданному на входе 23 оператором УКПГ. И эту величину найденного давления в коллекторе куста газовых скважин Р_{куст_макс}, за минусом коэффициента запаса (ΔР_кор), равного 1÷3% от Р_{куст_макс}, принимают за максимальное давление в данном ККГС 7, т.е. уставку

Р_куст = Р_{куст_макс} - ΔР_кор;

б) постоянно перераспределяют нагрузку между скважинами куста пропорционально геологическим возможностям каждой скважины по давлению. Для этого блок 14, индивидуальный для каждой скважины, непрерывно производит расчет коэффициента пропорциональности К_{п_с[i]} ПИД-регулятора 12 скважины 2, используя алгоритм в виде линейной функции от давления в скважине (Р_скв[i]), т.е.

К_{п_c[i]} = ƒ(Р_скв[i]),

К_{п_c[i]} = (Р_скв[i] - Р_{мин_с[i]}) ÷ (Р_{макс_с[i]} - Р_{мин_с[i]}) × (К_{п_макс_с[i]} - К_{п_мин_с[i]}) + К_{п_мин_с[i]},

где i - номер скважины; Р_скв[i] - текущие давления на устье скважин; Р_{мин_с[i]} - минимальные давления на устье скважин, заданные на входе 17; Р_{макс_c[i]} - максимальные давления на устье скважин, заданные на входе 17; К_{п_мин_с[i]} - минимальные значения коэффициентов пропорциональности для ПИД-регуляторов 12, при которых соответствующие клапаны-регуляторы КР 5 перестают перемещаться, задаются на входе 15 оператором УКПГ; К_{п_макс_с[i]} - значения коэффициентов пропорциональности для ПИД-регуляторов 12, при которых клапаны-регуляторы КР 5 перемещаются с максимальными приращениями, задаются в на входе 15 оператором УКПГ.

Чем выше давление в скважине, сигнал которого поступает на вход 13, тем больше будет значение сигнала на выходе блока 14, рассчитывающего коэффициент пропорциональности для ПИД-регулятора 12, и, соответственно, будет больше воздействие на клапан регулятор КР 5. С уменьшением давления в скважине 2 коэффициент К_{п_с[i]} уменьшается, соответственно уменьшается воздействие на клапан-регулятор КР 5. В результате этого происходит распределение нагрузки по скважинам 2 куста в зависимости от их геологических возможностей по давлению;

г) для каждой скважины 2 постоянно отслеживают соответствие ее технологического процесса границам (ее ограничениям) по давлению, расходу и положению КР 5. Выход за ограничения любого из параметров по давлению, расходу или положению КР 5 не допускают. Для этого блоки 3 САУ КГС 1, индивидуальные для каждой скважины, непрерывно отслеживают и не допускают выход параметров скважины за установленные ограничения, заданные на входах 17, 20, 23 оператором УКПГ.

В ситуации, когда скважины работают штатно, без выхода параметров за пределы границы, заданные на входах 17, 20, 23, на входе заданий SP ПИД-регуляторов 12 КР 5 скважин 2 подают одно для всех задание (уставку) по давлению Р_куст[i]. А в случае выхода параметров скважины за пределы границы для возврата их в указанные пределы САУ ETC 1 производит коррекцию величин уставок давлений SP ПИД-регуляторов 12 в ККГС 7 Р_куст[i] в тех скважинах, где возникли ограничения, используя следующий алгоритм:

- если текущий расход F_скв[i], поступающий на вход 21 с датчика 3, в одной из скважин 2 превышает значение максимального геологического ограничения, заданного на входе 20

F_скв[i] > Р_{макс_с[i]},

то блок 19 производит уменьшение уставки SP давления Р_куст[i] для ПИД-регулятора 12 данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения расхода, что приведет к сокращению расхода этой скважины и введет ее в рамки геологического ограничения по расходу, т.е.

F_{откл_макс[i]} = F_{макс_с[i]} - F_скв[i],

- если F_{откл_макс[i]} < 0, то

Р_куст[i] = Р_куст[i] - (К_{кор_F[i]} × |F_{откл_макс[i]}|),

где i - номер скважины; F_{макс_c[i]} - максимальные расходы на устье скважин, заданные на входе 20; F_скв[i] - расходы на устье скважин; К_{кор_F[i]} - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС 1;

- если текущий расход F_скв[i], поступающий на вход 21 с датчика 3, в одной из скважин 2 меньше значения минимального геологического ограничения, заданного на входе 20

F_скв[i] < F_{мин_c[i]},

то блок 19 производит увеличение уставки SP давления Р_куст[i] для ПИД-регулятора 12 для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения расхода, что приведет к увеличению расхода этой скважины и введет ее в рамки геологических ограничений по расходу, т.е.

F_{откл_мин[i]} = F_скв[i] - F_{мин_с[i]},

если F_{откл_мин[i]} < 0, то

Р_куст[i] = Р_куст[i] + (К_{кор_F[i]} × |F_{откл_мин[i]}|),

где i - номер скважины; F_{мин_c[i]} - минимальные расходы на устье скважин, заданные на входе 20; F_скв[i] - текущие расходы на устье скважин; К_{кор_F[i]} - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС 1;

- если текущее давление Р_скв[i], поступающее на вход 13 с датчика 4, одной из скважин 2 куста превышает максимальное значение, определенного по результатам газогидродинамического исследования скважин, заданного на входе 17

Р_скв[i] > Р_{макс_с[i]},

то блок 18 производит увеличение уставки SP давления Р_куст[i] для ПИД-регулятора 12 для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения давления, что приведет к уменьшению давления в этой скважине и введет ее в рамки геологических ограничений по давлению, т.е.

Р_{откл_макс[i]} = Р_{макс_c[i]} - Р_скв[i],

если Р_{откл_макс[i]} < 0, то

Р_куст[i] = Р_куст[i] + (К_{кор_P[i]} × |Р_{откл_макс[i]}|),

где i - номер скважины; Р_{макс_c[i]} - максимальные давления на устье скважин, заданные на входе 17; Р_скв[i] - текущие давления на устье скважин; К_{кор_p[i]} - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС 1;

- если текущее давление Р_скв[i], поступающее на вход 13 от датчика 4, в одной из скважин 2 куста меньше значения минимального геологического ограничения, заданного на входе 17

Р_скв[i] < Р_{мин_с[i]},

то блок 18 производит уменьшение уставки SP давления Р_куст[i] для ПИД-регулятора 12 данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения давления, что приведет к увеличению давления в этой скважине и введет ее в рамки геологических ограничений по давлению, т.е.

Р_{откл_мин[i]} = Р_скв[i] - Р_{мин_с[i]},

если Р_{откл_мин[i]} < 0, то

Р_куст[i] = Р_куст[i] - (К_{кор_P[i]} × |Р_{откл_мин[i]}|),

где i - номер скважины; Р_{мин_с[i]} - минимальное давления на устье скважин, заданные на входе 17; Р_скв[i] - давления на устье скважин; К_{кор_P[i]} - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС 1.

В ситуации, когда положение КР выходит за пределы границы по положению, заданные на входе 23, то в блоке 11 КР отключают от выхода ПИД-регулятора CV и фиксируют положение КР, подавая на него соответствующее значение ограничения с входа 23;

д) постоянно отслеживают отклонение ΔР фактического давления Р_{куст_ф} в ККГС 7 от найденной уставки Р_куст и корректируют пропорциональные коэффициенты ПИД-регуляторов скважин К_{п_c[i]} в зависимости от величины и направления отклонения давления ΔР. Для этого блок 16 САУ КГС 1, индивидуальный для каждой скважины, постоянно отслеживает отклонение ΔР фактического давления в ККГС 7, поступающего на вход 9 с датчика давления 6, Р_{куст_ф} от значения уставки, рассчитанного блоком 22 Р_куст, и корректирует коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов скважин К_{п_с[i]}, рассчитанные в блоке 14, в зависимости от величины и направления отклонения давления ΔР по следующему алгоритму:

- если давление в ККГС 7 Р_{куст_ф} больше уставки Р_куст, рассчитанной блоком 22

Р_{куст_ф} > Р_куст,

то блок 16 изменяет К_{п_с[i]} в большую сторону у тех скважин 2, давление которых ближе к минимальному ограничению по давлению в скважине, заданному на входе 17, Р_{мин_с[i]}. В результате ПИД-регулятор 12 «слабой» скважины получает возможность прикрыть клапан регулятор КР 5, тем самым увеличивая давление в «слабой» скважине,

- если давление в ККГС 7 Р_{куст_ф} меньше уставки Р_куст, рассчитанной блоком 22

Р_{куст_ф} < Р_куст,

то блок 16 изменяет К_{п_с[i]} в большую сторону у тех скважин 2, давление которых ближе к максимальному ограничению по давлению в скважине, заданному на входе 17, Р_{макс_с[i]}. В результате давление в ККГС 7 будут поднимать скважины более «сильные», а «слабые» скважины будут задействованы в меньшей степени;

- если вычисленный в блоке 16 К_{п_с[i]} получается больше максимального значения коэффициента пропорциональности К_{п_макс_с[i]}, заданного на входе 15, то за К_{п_с[i]} берут К_{п_макс_c[i]}.

ΔР = Р_{куст_ф} - Р_куст,

ΔК_{п_вверх_c[i]} - К_{п_макс_с[i]} - К_{п_с[i]},

ΔК_{п_вниз_[i]} = К_{п_c[i]} - К_{п_мин_c[i]},

если ΔР=0, то

К_{п_c[i]} = К_{п_с[i]},

если ΔР<0, то

К_{п_c[i]} = К_{п_с[i]} +(ΔК_{п_вниз_с[i]} × |ΔР|),

если ΔР>0, то

К_{п_c[i]} = К_{п_c[i]} + (ΔК_{п_вверх_с[i]} × |ΔР|),

если К_{п_c[i]} > К_{п_макс_c[i]}, то

К_{п_с[i]} = К_{п_макс_c[i]},

где i - номер скважины; К_{п_макс_с[i]} - коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов 12, при которых клапаны регуляторы КР 5 перемещаются с максимальными приращениями, заданные на входе 15; К_{п_мин_с[i]} - минимальные значения коэффициента пропорциональности ПИД-регуляторов 12, при которых клапаны регуляторы КР 5 перестают перемещаться, заданные на входе 15;

е) при возникновении ситуации, когда все скважины куста вошли в зону ограничений по давлению, расходу или положению КР 5, заданных на входах 17, 20, 23, то блок 11 производит остановку управляющих воздействий CV с ПИД-регуляторов 12 на КР 5 с выдачей сообщения в автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП) УКПГ о невозможности поддержания давления в ККГС 7.

САУ КГС 1 является одной из подсистем системы телемеханики, реализовано на базе ПЛК, для кустов газовых и газоконденсатных скважин, и связь между ним и АСУ ТП УКПГ поддерживается через системы телемеханики.

Предложенный способ автоматического управления технологическими процессами куста газовых и газоконденсатных скважин полностью учитывает особенности эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений, что позволяет значительно повысить эффективность использования возможностей каждого куста газовых и газоконденсатных скважин. Также значительно снижается информационная нагрузка на оперативный персонал, что повышает его эффективность при принятии решений. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых газоконденсатных месторождениях РФ.

Изобретение относится к области добычи природного газа и газового конденсата, в частности к управлению технологическими процессами куста скважин при добыче газа и газового конденсата. Используя результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, осуществляют настройку системы автоматического управления кустом газовых скважин (САУ КГС), которая обеспечивает в процессе эксплуатации автоматическое определение и поддержание максимального значения давления в газосборном коллекторе куста скважин. При этом реализуется автоматическое распределение нагрузки между скважинами куста пропорционально их геологическим возможностям по давлению. Обеспечивается автоматическая защита технологических режимов скважин, не допускающая выхода параметров скважин за установленные максимальные и минимальные ограничения. Автоматически стабилизируется работа куста скважин путем минимизации влияния существенных отклонений давления возникающих в коллекторе куста этих скважин в процессе его эксплуатации. 4 з.п. ф-лы., 2 ил.

1. Способ автоматического управления технологическими процессами куста газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных шлейфами, включающий установку последовательно датчиков расхода газа, давления и клапан регулятор, объединенные в газосборный коллектор куста скважин, оснащенный датчиком давления, который соединяют шлейфом куста с коллектором сырого газа УКПГ, при этом в качестве регуляторов используют ПИД-регуляторы давления газа, отличающийся тем, что системой автоматического управления кустом газовых скважин, используя ПИД-регуляторы давления газа, постоянно поддерживают максимальное значение давления газа Р_{куст_ф} в газосборном коллекторе куста скважин, предусмотренное технологическим режимом, путем управления клапанами регуляторами каждой скважины, для чего на вход заданий ПИД-регуляторов подают найденное значение максимального значения давления Р_куст для газосборного коллектора куста скважин ККГС, а на вход обратных связей ПИД-регуляторов подают показание датчика давления, установленного в газосборном коллекторе куста скважин Р_{куст_ф}, и для каждой скважины определяют интегральный и дифференциальный коэффициенты, которые вводят в ПИД-регуляторы при их настройке, а также производят поиск значения максимального значения давления для ККГС Р_куст с учетом граничных значений - максимального и минимального значения расходов и давлений в каждой скважине, которые определяют во время проведения периодических газогидродинамических исследований скважин, после которых осуществляют поиск максимального значения давления в ККГС, оператор УКПГ в дистанционном режиме управления КГС, изменяя положения каждого клапана регулятора, создает такое давление в ККГС, при котором геологические параметры скважин (расход и давление) будут находиться между максимальными и минимальными ограничениями, давление ближе к минимальному, а расход ближе к максимальному, и это давление в ККГС принимают за начальную уставку поддержания давления в ККГС Р_{куст_нач} для ПИД-регуляторов, далее эту уставку увеличивают на величину (ΔР), равную 0,5÷1% от Р_{куст_нач},

Р_куст=Р_{куст_нач}+ΔР

и, когда в процессе ПИД-регулирования давление в ККГС достигнет заданного значения Р_куст, производят следующее увеличение Р_куст на ΔР и этот процесс продолжают до тех пор, пока одна из скважин куста не выйдет на ограничение по минимальному для нее давлению, или по максимальному расходу, или по верхнему положению КР, и эту величину найденного давления в коллекторе куста газовых скважин Р_{куст_макс}, за минусом коэффициента запаса (ΔР_кор), равного 1÷3% от Р_{куст_макс}, принимают за максимальное давление - уставку Р_куст в данном ККГС,

Р_куст=Р_{куст_макс}-ΔР_кор.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что с помощью непрерывного расчета коэффициентов пропорциональности K_{п_с[i]} для каждой скважины, значения которых являются линейной функцией от давлений в скважинах Р_{скваж[i]},

постоянно перераспределяют нагрузку между скважинами куста пропорционально геологическим возможностям скважин по давлению, которую представляют в виде соотношения полученных ограничений и контролируемых величин

K_{п_c[i]}=(Р_{скважp[i]}-Р_{мин_с[i]})÷(Р_{макс_с[i]}-Р_{мин_с[i]})×(К_{п_макс_с[i]}-K_{п_мин_с[i]})+К_{п_мин_с[i]},

с учетом следующих условий:

если K_{п_с[i]}<К_{п_мин_с[i]}, то

K_{п_c[i]}:=K_{п_мин_c[i]},

если K_{п_с[i]}>K_{п_макс_с[i]}, то

K_{п_c[i]}:=К_{п_макс_с[i]},

где i - номер скважины; Р_{скваж[i]} - текущие давления на устье скважин; Р_{мин_с[i]} - минимальное давления на устье скважин; Р_{макс_с[i]} - максимальное давления на устье скважин; K_{п_мин_с[i]} - минимальные значения коэффициентов пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перестают перемещаться; K_{п_макс_с[i]} - коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перемещаются с максимальными приращениями.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для каждой скважины куста постоянно отслеживают соответствие ее технологического процесса границам (его ограничениям) по давлению, расходу и положению клапана-регулятора и в ситуации, когда скважины работают штатно - без выхода за установленные границы, на вход заданий ПИД-регуляторов КР скважин подают одно для всех задание уставку по давлению Р_куст[i], а в случае выхода параметров хотя бы одной скважины за пределы границы для возврата в эти пределы САУ КГС производит коррекцию величин уставок давлений в ККГС P_куст[i] следующим образом:

- если текущий расход F_скв[i] в одной из скважин превышает значение максимального геологического ограничения F_скв[i]>F_{макс_скв[i]}, то САУ КГС производит уменьшение уставки давления P_куст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения расхода, по следующему алгоритму,

F_{откл_макс[i]}=F_{макс_с[i]}-F_скв[i],

если F_{откл_макс[i]}<0, то

Р_куст[i]=P_куст[i]-(K_{кop_F[i]}×|F_{откл_макс[i]}|),

где i - номер скважины; F_{макс_с[i]} - максимальные расходы на устье скважин; F_скв[i] - текущие расходы на устье скважин; K_{кор_F[i]} - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС,

- если текущий расход F_скв[i] в одной из скважин меньше значения минимального геологического ограничения F_скв[i]<F_{мин_скв[i]}, то САУ КГС производит увеличение уставки давления P_куст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения расхода, по следующему алгоритму,

F_{откл_мин[i]}=F_скв[i]-F_{мин_с[i]},

если F_{откл_мин[i]}<0, то

Р_куст[i]=Р_куст[i]+(K_{кop_F[i]}×|F_{откл_мин[i]}|),

где i - номер скважины; F_{мин_с[i]} - минимальные расходы на устье скважин; F_скв[i] - текущие расходы на устье скважин; K_{кор_F[i]} - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС,

- если текущее P_скв[i] давление в одной из скважин куста превышает значение максимального геологического ограничения P_скв[i]>Р_{макс_скв[i]}, то САУ КГС производят увеличение уставки давления Р_куст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения давления, по следующему алгоритму,

Р_{откл_макс[i]}=Р_{макс_с[i]}-P_скв[i],

если P_{откл_макс[i]}<0, то

Р_куст[i]=Р_куст[i]+(K_{кор_Р[i]}×|Р_{откл_макс[i]}|),

где i - номер скважины; Р_{макс_с[i]} - максимальные давления на устье скважин; P_скв[i] - текущие давления на устье скважин; K_кop__P[i] - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС,

- если текущее давление P_скв[i] в одной из скважин куста меньше значения минимального геологического ограничения P_скв[i]<P_{мин_скв[i]}, то САУ КГС производит уменьшение уставки давления Р_куст[i] для данной скважины на значение, зависящее от величины отклонения давления, по следующему алгоритму,

Р_{откл_мин[i]}=Р_скв[i]-Р_{мин_с[i]},

если Р_{откл_мин[i]}<0, то

P_куст[i]=Р_куст[i]-(K_{кop_P[i]}×|Р_{откл_мин[i]}|),

где i - номер скважины; Р_{мин_с[i]} - минимальные давления на устье скважин; Р_скв[i] - текущие давления на устье скважин; К_{кор_P[i]} - коэффициенты, подобранные при настройке САУ КГС, а в ситуации, когда положение клапана-регулятора достигает границы ограничения по положению, САУ КГС отключает его от ПИД-регулятора и фиксирует в соответствующем значении ограничения по положению.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отслеживают отклонение ΔР - фактического давления в ККГС Р_{куст_ф} от уставки Р_куст и корректируют коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов скважин K_{п_с[i]} в зависимости от величины и направления отклонения давления ΔР следующим образом:

- если давление в ККГС Р_{куст_ф} больше уставки Р_{куст_ф}>Р_куст, то САУ КГС изменяет K_{п_с[i]} в большую сторону у тех скважин, давление которых ближе к минимальному ограничению по давлению в скважине Р_{мин_с[i]};

- если давление в ККГС Р_{куст_ф} меньше уставки Р_{куст_ф}<Р_куст, то САУ КГС изменяет K_{п_с[i]} в большую сторону у тех скважин, давление которых ближе к максимальному ограничению по давлению в скважине P_{мaкc_c[i]};

- если вычисленный K_{п_с[i]} получается больше максимального значения пропорционального коэффициента K_{п_макс_с[i]}, то САУ КГС за K_{п_с[i]} берет К_{п_макс_с[i]]} по следующему алгоритму,

ΔР=Р_{куст_ф}-Р_куст,

ΔК_{п_вверх_с[i]}=К_{п_макс_с[i]}-К_{п_с[i]},

ΔК_{п_вниз_c[i]}=K_{п_c[i]}-К_{п_мин_с[i]},

если ΔР=0, то

K_{п_c[i]}=K_{п_c[i]},

если ΔР<0, то

K_{п_c[i]}=K_{п_c[i]}+(ΔК_{п_вниз_с[i]}×|ΔР|),

если ΔР>0, то

K_{п_c[i]}=K_{п_c[i]}+(ΔK_{п_вверх_c[i]}×|ΔР|),

если K_{п_с[i]}>K_{п_макс_с[i]}, то

K_{п_c[i]}=K_{п_макс_с[i]},

где i - номер скважины; K_{п_макс_с[i]} - коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перемещаются с максимальными приращениями; K_{п_мин_с[i]} - минимальные значения коэффициентов пропорциональности ПИД-регуляторов, при которых клапаны-регуляторы КР перестают перемещаться.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при возникновении ситуации, когда все скважины куста вошли в зону ограничений по давлению, расходу или по положению клапана-регулятора, производят остановку управляющих воздействий с ПИД-регуляторов на клапаны-регуляторы с выдачей сообщения в автоматизированную систему управления технологическими процессами УКПГ о невозможности поддержания давления в ККГС.